15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов

• Название: В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
• Дата: 21.06.2018
• Размер: 0.98 Mb.
• Имя файла: 15 гор север зап купол гот.doc
• Тип: Документы; #47568
• страница: 2 из 10

1.6.1 Свойства пластовой нефти

В сложившейся ситуации, при практическом отсутствии на данной стадии разработки экспериментальных данных по исследованию глубинных проб нефтей, обоснование текущих свойств пластовой нефти выполнено косвенным расчетным путем на основании динамики пластовых давлений, обводненности продукции, соотношения объемов закаченной воды и добытой нефти с привлечением многочисленных лабораторных исследований по прогнозированию свойств пластовой нефти на поздних стадиях разработки.

Первым и наиболее важным параметром пластовой нефти является давление насыщения (Рнас.). Для его обоснования был применен следующий методический подход. В процессе контроля за разработкой месторождения по ХIII-XVIII горизонтам были построены карты равных значений давления насыщения по состоянию на 1.01.78.

Эти карты построены в период, когда стадия разработки месторождения на режиме растворенного газа сменилась водонапорным режимом и повсеместно произошло восстановление пластового давления в процессе реализации системы ППД. Они отражали степень безвозвратного изменения состава нефти, вызванного процессом пластового разгазирования. Как уже отмечалось, за период разработки залежей на естественном режиме происходило существенное снижение пластовых давлений относительно уровня давлений насыщения и вызванное этим, пластовое разгазирование нефти. За этот период около 1.8 млрд.м3 газа, опережающее выделилось из нефти. После ввода системы ППД массовое разгазирование пластовой нефти было приостановлено и могло иметь место только локальное и неглубокое разгазирование в районе тех скважин, где по какой-либо причине пластовое давление снижалось ниже текущего давления насыщения, т.е. изменение давления насыщения в процессе разработки месторождения Узень может происходить только в сторону уменьшения. Для того, чтобы определить имело ли место пластовое разгазирование во 2а и 3 блоках после введения системы ППД, нами были проанализированы все замеры пластовых давлений по скважинам этих блоков с 1978 по 1999 гг., выбраны минимальные и сопоставлены со значениями Рнас., определенными по картам равных значений Рнас. (по состоянию на 1.01.78). Для тех скважин, в которых пластовое давление снижалось ниже Рнас. зафиксированное сниженное пластовое давление принималось в качестве давления насыщения. По тем скважинам, в которых не наблюдалось снижения пластового давления ниже Рнас., давление насыщения оставляли без изменения, т.е. на уровне, принятом в 1978 году. После нанесения всех значений Рнас. были построены карты равных значений давлений насыщения для проектируемого участка по горизонтам по состоянию на 1.01.2013 г. Затем по ним были найдены средневзвешенные по площади значения давления насыщения для каждого горизонта. По ХIII горизонту оно получилось равным 7.6 МПа, по XIV - 8.0 МПа, по ХV - 8.4 МПа, по ХVI - 9.1 МПа, по ХVII - 8.3 МПа, по ХVIII - 8.8 МПа. В соответствии с рассчитанными значениями Рнас., по зависимостям изменения основных параметров пластовой нефти от давления, имеющимся по каждому горизонту на начало разработки месторождения и эмпирическим зависимостям, описывающим изменение свойств нефти при снижении давления ниже Рнас, найдены остальные свойства пластовой нефти, приведенные в таблице 1.6.1.1. Они отличаются от начальных и отражают изменения состава пластовых нефтей, происшедшие за счет частичного разгазирования нефти в период разработки месторождения на естественном режиме. Приведенные в таблице 1.6.1.2. параметры пластовой нефти рекомендуется принимать для непромытых зон, которые не были вовлечены в разработку[5,41стр].

Нефть, оставшаяся в дренированных участках, за 30-летний период разработки с поддержанием пластового давления путем заводнения претерпела более существенные изменения. Связано это с тем, что в процессе заводнения залежей, как известно, часть растворенного газа из нефти переходит в нагнетаемую воду, в связи с чем уменьшается газосодержание пластовой нефти и, как следствие, снижается Рнас. Лабораторными исследованиями по изучению влияния воды на параметры пластовой нефти было доказано, что многократная промывка пластов закачиваемой водой и обводнение нефти на 60-70 % приводят к снижению газосодержания нефти на 8-18 м3/т в зависимости от минерализации воды (чем меньше минерализация, тем больше влияние. Нефть месторождения Узень обводнялась преимущественно маломинерализованной морской водой, поэтому влияние такого обводнения на состав пластовой нефти без сомнения существенно.
Таблица 1.6.1.1

Cвойства пластовой нефти. Участки, не охваченные заводнением

Наименование	ХIII	ХIV	ХV	ХVI	ХVII	ХVIII
Давление насыщения нефти Газом, МПа	7.6	8.0	8.4	9.1	8.3	8.8
Газосодержание, м3/т	61.7	64.6	63.9	63.1	60.1	62.2
Газовый фактор при диффе- ренциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= 0.5 МПа, Т1=400С	50.6	55.3	54.9	54.4	50.7	52.5
Р2= 0.2 МПа, Т2= 60 0С	4.7	3.3	2.9	2.9	3.6	3.7
Р3= 0.1 МПа, Т3= 60 0С	3.0	1.8	1.7	1.6	2.0	2.1
Суммарный газовый фактор, м3/т	58.3	60.4	59.5	58.9	56.3	58.3
Плотность, г/см3	0.771	0.767	0.764	0.769	0.773	0.770
Вязкость, мПа*с	4.31	3.65	3.51	3.6	3.75	3.65
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	1.202	1.21	1.204	1.196	1.194	1.21
Температура насыщения нефти парафином, 0С	54.5	54.3	54.4	54.6	54.8	54.7
Коэффициент сжимаемости, 104 1/МПа	13.91	13.62	13.82	13.81	13.31	12.81

Таблица 1.6.1.2

Свойства пластовой нефти. Участки, охваченные заводнением

Наименование	ХIII	ХIV	ХV	ХVI	ХVII	ХVIII
Давление насыщения нефти газом, МПа	5.8	6.4	6.3	7.5	6.7	7.9
Газосодержание, м3/т	50	53	51	53	51	54
Р1=0.5 МПа, Т1=40 0С	40.4	42.7	41.6	43.5	41.9	44.4
Р2= 0.2 МПа, Т2= 60 0С	4.5	4.8	4.4	4.3	4.2	4.4
Р3= 0.1 МПа, Т3= 600С	2.6	2.8	2.3	2.3	2.2	2.4
Суммарный газовый фактор, м3/т	47.5	50.3	48.3	50.1	48.3	51.2
Плотность, г/см3	0.801	0.789	0.793	0.791	0.794	0.789
Вязкость, мПа*с	5.4	4.5	4.6	4.4	4.7	4.1
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.	1.14	1.16	1.159	1.16	1.155	1.165
Температура насыщения нефти парафином, 0С	55.4	55.2	55.4	55.4	55.6	55.3
Коэффициент сжимаемости, 104 1/МПа	13.97	13.66	13.84	13.83	13.34	12.83

Принятые в таблице 1.6.1.2. параметры нефти согласуются с экспериментальными данными, полученными по кондиционным глубинным пробам, что дает основание считать примененный для оценки текущих свойств пластовой нефти методический прием вполне надежным.

Сравнительная с первоначальной, текущая характеристика нефти свидетельствует о довольно существенных изменениях параметров, что является вполне логичным для месторождения, вступившего в завершающую стадию разработки [6,45стр].

Известно, что нефть месторождения Узень относится к нефтям предельно насыщенным парафином и, поэтому, определению температуры насыщения нефти парафином (Тнас.) уделялось большое внимание. В процессе изучения этого вопроса, в институтах «ВНИИнефть» и «КазНИПИнефть» были разработаны методики определения температуры насыщения нефти парафином и по ним выполнены многочисленные исследования. Определение Тнас. нефти парафином с 1985 года выполнялось фильтрационным методом, являющимся, по мнению многих исследователей, наиболее точным. Исследования выполнены по многочисленным пробам дегазированной нефти, отобранным из скважин разных горизонтов равномерно расположенным по площади. Диапазон колебания полученных значений не велик, отклонение средней величины от максимальных и минимальных значений в пределах месторождения не превышает 3 0С и не имеет закономерностей. Это позволило охарактеризовать дегазированную нефть месторождения средним значением Тнас, составившим +57.5 0С. В работе приведены результаты изучения влияния различных факторов на поведение парафина пластовой нефти в термобарических условиях месторождения Узень и получены зависимости Тнас. нефти от газосодержания и пластового давления. Они хорошо согласуются с коэффициентами, связывающими Тнас. пластовой нефти с Тнас. дегазированной нефти, обобщенными по многим месторождениям высокопарафинистой нефти России и Казахстана. По принятому среднему значению Тнас. дегазированной нефти и коэффициентам, учитывающим газосодержание пластовой нефти и термобарические условия залегания, в настоящем отчете рассчитаны значения Тнас. пластовой нефти по горизонтам и участкам (табл. 1.6.1.1 и 1.6.1.2).